Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Миасский машиностроительный завод"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Миасский машиностроительный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 1-8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь интерфейсов, далее - по каналу связи сети Ethernet через сетевой коммутатор на сервер сбора и БД. Для ИК №№ 9, 10 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает через преобразователь интерфейсов в локальную вычислительную сеть АО «ММЗ» (ЛВС), далее - по каналу связи сети Ethernet через сетевой коммутатор на сервер сбора и БД.

На сервере сбора и БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

От сервера сбора и БД информация по каналу связи сети Ethernet через сетевой коммутатор и ЛВС передается на АРМ.

Передача информации от сервера сбора и БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков и часы сервера сбора и БД. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера сбора и БД с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера сбора и БД производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера сбора и БД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчика и сервера сбора и БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энерг

осфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид электрической энергии

Метрологически

И

е характеристики К

ТТ

ТН

Счетчик

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Тургоякская ТЭЦ, Г -1 (10 кВ)

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А, С

НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фазы: А, С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

HP ProDesk 400 G3 MT

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

2

Тургоякская ТЭЦ, Г -2 (10 кВ)

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А, С

НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фазы: А, С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

3

Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ,

1 с.ш. 10 кВ, яч. 12

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А, С

НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 4947-75 Фазы: А

НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фазы: С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч. 25

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А, С

НОЛ.08-10УТ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 3345-09 Фазы: А, С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

HP ProDesk 400 G3 MT

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

5

Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 7

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1261-08 Фазы: А, С

1 с.ш.: ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С

ОСШ: ЗНОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2

10000/V3/100/V3

Рег. № 42661-09 Фазы: А, В, С

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

6

Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 11

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-08 Фазы: А, С

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 22

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А, С

2 с.ш.: ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С

ОСШ: ЗНОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2

10000/V3/100/V3

Рег. № 42661-09 Фазы: А, В, С

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12

HP ProDesk 400 G3 MT

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

8

Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 27

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1261-08 Фазы: С

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

9

ТП-28 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.1

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22192-07 Фазы: А, С

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

10

КП-1 10 кВ, РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч.6

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А, С

НТМК-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 355-49 Фазы: АВС

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4    ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений реактивной электрической энергии ГОСТ Р 52425-2005.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

10

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

1500000

1

Глубина хранения информации: для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113

12

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

2

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

6

1

2

3

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

5

Трансформаторы тока проходные

ТПОЛ-10

3

Трансформаторы тока проходные

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы

НОМ-10

5

Трансформатор напряжения

НОМ-10-66

1

Трансформаторы напряжения

НОЛ.08-10УТ2

2

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛ.06-10

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СВЭЛ-10

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

Трансформатор напряжения

НТМК-10

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МД

6

Сервер сбора и БД

HP ProDesk 400 G3 MT

1

Методика поверки

МП ЭПР-094-2018

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.146.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-094-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Миасский машиностроительный завод». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 03.08.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Миасский машиностроительный завод», свидетельство об аттестации № 110/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Миасский машиностроительный завод»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание